Possibili sviluppi della RTN in Sicilia per massimizzare il dispacciamento di energia. eolica. La crescita in Italia della generazione di

Possibili sviluppi della RTN in Sicilia per massimizzare il dispacciamento di energia Enrico Maria Carlini Chiara Vergine Cristiano Quaciari Terna Simone Biondi Maurizio Delfanti Politecnico di Milano eolica Lo sviluppo della generazione da fonte rinnovabile non programmabile in Sicilia costituisce un forte driver per lo sviluppo della RTN sull isola. L articolo studia l impatto sulla rete di centrali eoliche la cui installazione è ipotizzata nel prossimo decennio, indagando diversi possibili scenari. Introduzione La crescita in Italia della generazione di energia da Fonti Rinnovabili Non Programmabili (FRNP), in particolare per gli impianti da fonte eolica, si sta concentrando in ristrette aree geografiche, storicamente connotate da fabbisogni contenuti e, dal punto di vista infrastrutturale, più deboli rispetto al sistema elettrico che caratterizza il centro-nord del Paese. Infatti poco meno del 70% della potenza eolica installata in Italia a dicembre 2010 (5.814,3 MW [1]) risulta distribuita tra le isole maggiori, la Calabria e la Puglia (figura 1). La percentuale sale al 98% se si considera il complesso dell Italia insulare e meridionale 1. La crescita che caratterizza lo sviluppo di impianti eolici in Italia rappresenta una peculiarità, differenziandosi dal resto del contesto europeo dove la diffusione, nell ambito della stessa nazione, è stata più uniformemente distribuita sul territorio (esempio, Danimarca, Germania, Spagna [2]). Tale caratteristica, sommata alla rapidità con cui si sta sviluppando il parco di generazione da FRNP negli ultimi anni, favorita da tempi di realizzazione degli impianti che raramente superano i due anni una volta autorizzati oltre che da strumenti Autorizzativi semplificati [3], ha reso notevolmente più complessa l attività di pianificazione e gestione della Rete di Trasmissione Nazionale (RTN). A causa, infatti, dell aleatorietà della fonte primaria, tali impianti non concorrono a garantire il funzionamento in piena sicurezza del Sistema Elettrico Nazionale (SEN) su cui detta produzione afferisce, non contribuendo a fornire risorse ai fini del dispacciamento. Per favorire la diffusione e lo sfruttamento di tali impianti Terna ha introdotto, già nei primi mesi dell anno 2008, le prescrizioni tecniche per la connessione delle centrali eoliche nonché indicazione dei servizi di rete che tali impianti debbono fornire (Allegato A.17, Codice di Rete [2]). In seguito alla liberalizzazione del settore della produzione di energia elettrica la determinazione della taglia e dell ubicazione dei 1 Ai fini ISTAT, l Italia meridionale comprende le regioni Abruzzo, Molise, Campania, Puglia, Basilicata e Calabria. L Energia Elettrica 9 settembre-ottobre 2011

Figura 1 Potenza eolica installata e previsione capacità nel medio termine (Fonte: Terna). nuovi impianti di generazione non scaturisce più da un processo di pianificazione integrato, in quanto la libera iniziativa dei produttori rende le proposte di nuove centrali elettriche un vero e proprio input esterno del processo di pianificazione della rete di trasmissione. Visti i tempi storicamente più lunghi necessari allo sviluppo della rete, a causa dell incertezza dei tempi autorizzativi, rispetto alla rapidità con cui è cresciuta, negli ultimi anni, e si prevede possa crescere la potenza installata da FRNP, occorre cercare di anticipare e prevedere nel lungo termine gli sviluppi di rete che saranno necessari per favorire la diffusione di tali impianti coerentemente con gli obiettivi nazionali ed europei e, contestualmente, rimuovere vincoli di mercato. Tale operazione risulta ulteriormente complicata a causa dell elevato numero di richieste di connessione (a giugno 2011 le richieste pervenute a Terna per la connessione di nuovi impianti da fonte rinnovabile- senza considerare quelle di potenza nominale inferiore ai 10 MW di competenza dei gestori delle reti di distribuzione - ammontano a oltre 130.000 MW) e della scarsa predicibilità del numero di iniziative che andranno a buon fine. Tenuto conto dell impossibilità di discriminare, tra le iniziative che abbiano avviato l iter di connessione, quali richieste verranno effettivamente finalizzate, ma anche alla luce di quanto detto, occorre cercare di simulare la crescita da FRNP per prevederne l impatto che questa potrebbe avere sul Sistema Elettrico Nazionale (SEN). In questo articolo vengono sinteticamente illustrati l approccio e i risultati di uno studio condotto sul sistema elettrico siciliano. La Sicilia è stata scelta, oltre che per essere la regione italiana con la massima potenza eolica installata, poiché presenta tutte le possibili barriere allo sfruttamento di energia prodotta da FRNP, come verrà di seguito sinteticamente spiegato. Influenza delle unità di produzione alimentate da fonte rinnovabile non programmabile sulla riserva Dal punto di vista della gestione in sicurezza del sistema elettrico, la presenza di generazione da FRNP comporta la necessità di predisporre margini di riserva (primaria, secondaria e terziaria) incrementati rispetto alla situazione in cui detta generazione non fosse presente [4]. La medesima riserva deve essere approvvigionata con riferimento ad un parco di produzione tradizionale dedicato alla copertura unicamente del carico residuale (al netto di quello che si prevede venga coperto dalla produzione di energia elettrica da FRNP). Queste problematiche acquistano particolare rilevanza sul sistema elettrico della Sicilia, caratterizzato da alcune rigidità che possono essere sintetizzate nei seguenti tre punti: a. limitata capacità di scambio di energia elettrica con altre zone di mercato: la Sicilia, finché non sarà completato il nuovo collegamento in doppia terna Sorgente Rizziconi (al momento in fase di realizzazione e che sarà ultimato nel 2013), risulta attualmente collegata alla penisola attraverso un unico collegamento AC a 380 kv; b. presenza di alcuni impianti di produzione alimentati da fonti convenzionali non completamente abilitati al Mercato dei Servizi di Dispacciamento; c. scarsa flessibilità del parco termoelettrico, caratterizzato da indice di indisponibilità superiore alla media nazionale e con limitate possibilità di spegnimento nelle ore notturne in L Energia Elettrica 10 settembre-ottobre 2011

Tabella 1 Valori dei limiti di transito tra le zone di mercato Rossano (Calabria) e Sicilia (Fonte: Terna) ZONE ROSSANO - SICILIA DIREZIONE SITUAZIONE SCAMBIO VINCOLO ATTIVO NOTE SCAMBIO TIPO [MW] Sicilia Rossano Rossano Sicilia Invernale 100 100 Diurna ( 4 ) Invernale 300 100 Notturna ( 1 ) ( 4 ) Estiva 100 100 Sorgente - Rizziconi Instabilità di frequenza Diurna ( 4 ) 380 kv nella zona Sicilia Estiva 300 100 Notturna ( 1 ) ( 4 ) Invernale 600 250 Diurna ( 2 ) ( 4 ) Invernale 150 100 Notturna ( 3 ) ( 4 ) Estiva 600 250 Sorgente - Rizziconi Instabilità di frequenza Diurna ( 2 ) ( 4 ) 380 kv nella zona Sicilia Estiva 150 100 Notturna ( 3 ) ( 4 ) ( 1 ) Con due gruppi di Anapo in pompaggio asserviti ai dispositivi EDA. ( 2 ) Con un gruppo da 370 MVA in servizio a S. Filippo del Mela asservito al dispositivo EDA. ( 3) Con almeno un gruppo da 160 MVA in servizio a S. Filippo del Mela asservito al dispositivo EDA. ( 4 ) Dispositivo di teledistacco automatico EDA disattivato. previsione della copertura della rampa di carico del mattino. Alle suindicate ragioni sono da imputarsi i limiti di transito tra le zone di mercato, come riportati nella tabella 1, che sono stati calcolati tenendo conto della necessità di garantire il rispetto dei vincoli di sicurezza anche nel caso di fuori servizio del collegamento con la penisola. A seguito di tale contingenza si verificano, infatti, variazioni di potenza che causano transitori di sovra frequenza, nel caso in cui il fuori servizio si verifichi in condizioni di export, o di sottofrequenza, nel caso contrario. La riserva disponibile, generalmente suddivisa in primaria, secondaria e terziaria, può essere vista scomposta in una quota spinning e una standing [5]. La quota spinning (o calda) è composta dai margini di potenza rotante delle unità termoelettriche in esercizio [ (P max P gen )] e dalla potenza delle unità funzionanti in pompaggio (che stanno contribuendo a sostenere il carico). La quota standing (o fredda) è invece costituita dalla somma della potenza disponibile dei turbogas non in servizio (ma caratterizza- ti da un tempo di avviamento contenuto) e di quella disponibile sulle unità idroelettriche. Si è già detto come la presenza di generazione non completamente abilitata a MSD aggravi il problema dell allocazione della riserva; oltre a ciò, viceversa, l approvvigionamento della riserva (standing o spinning) influisce sulla capacità del sistema di assorbire potenza prodotta da FRNP. Infatti, per disporre di una riserva esclusivamente rotante (100% riserva spinning) è necessario avere diversi gruppi funzionanti a carico parziale il che, oltre ad aumentare i costi marginali del sistema, limita la finestra di fabbisogno che può essere coperta da tali fonti [5]. Ciò diventa ulteriormente critico per l eolico nei casi in cui condizioni di elevata ventosità coincidano con carichi notturni. Di conseguenza il valore della produzione eolica ammissibile (P eol ) in Sicilia è funzione del carico (C tot ), della potenza assorbita dagli impianti di pompaggio (P res ), del minimo delle UP non abilitate a MSD e del minimo di quelle, abilitate a MSD, indispensabili per l esercizio in sicurezza della rete. Tutto questo, tenuto conto delle priorità di dispacciamento, si tramuta in L Energia Elettrica 11 settembre-ottobre 2011

tempo reale in un merit order compatibile con la sicurezza che vede, in ordine, in caso di necessità, ricorrere, per il bilanciamento in tempo reale, a: 1. utilizzo di tutte le risorse di pompaggio ammissibili in rete; 2. riduzione ai minimi ammissibili per la rete delle produzioni dei gruppi tradizionali delle UP abilitate a MSD - fino al rispetto dei vincoli a rete integra dell isola; 3. riduzione ai minimi ammissibili per la rete delle produzioni delle UP non abilitate a MSD (non CIP6) - fino al rispetto dei vincoli di funzionamento delle macchine e dei siti industriali; 4. riduzione ai minimi ammissibili per la rete delle produzioni delle UP non abilitate a MSD (esempio, CIP6, non FRNP) - fino al rispetto dei vincoli di funzionamento delle macchine e dei siti industriali; 5. riduzione delle UP alimentate da FRNP fino al rispetto della sicurezza della rete e di esercizio. Questo merit order di dispacciamento recepisce le novità apportate dall Autorità per l energia elettrica e il gas (AEEG) con le delibere ARG/elt 213/09 [6] e ARG/elt 5/10 [7]. In particolare, poiché l energia eolica modulata, remunerata secondo quanto stabilito dalla delibera ARG/elt 5/10 [8], viene conteggiata all interno dei volumi movimentati su MSD con un peso circa doppio rispetto a tutto il resto dell energia elettrica movimentata da Terna, questa è incentivata, a parità di impatto sul sistema elettrico, ad operare modulando prima tutte le altre unità di produzione e solo in ultima istanza le unità eoliche [8]. Inoltre la produzione eolica ammissibile (P eol ) è funzione dello stato di interconnessione della rete con il continente: Figura 2 Curva fattore di contemporaneità dell eolico in Sicilia nel 2010 (Fonte: Terna). a rete interconnessa P eol = C tot + P sca + P res minp UP_noMSD (1) minp UP_MSD isola di frequenza P eol = C tot + P res minp UP_noMSD minp UP_MSD (2) dove P sca è il limite di scambio con la Calabria, minp UP_noMSD è la somma delle produzioni minime delle UP non abilitate a MSD e minp UP_MSD è la somma delle produzioni minime tradizionali, compatibili con i limiti tecnici di funzionamento degli impianti, necessarie per il rispetto dei vincoli a rete integra. In entrambi i casi è comunque evidente come un sistema che, rispettati i limiti di riserva calda primaria per la regolazione della frequenza, copra la riserva secondaria e terziaria con sistemi standing (pompaggi) piuttosto che spinning vede aumentare la produzione eolica ammissibile, a fronte della riduzione dell ultimo termine delle equazioni (1) e (2). Sviluppi di rete volti a massimizzare la produzione da fonte eolica in diversi scenari di penetrazione Tenuto conto dell impossibilità di discriminare, tra le richieste che abbiano avviato l iter di connessione, quali verranno effettivamente finalizzate, si è simulato lo sviluppo di centrali eoliche in Sicilia in tre orizzonti temporali, tenendo conto per ognuno di questi degli interventi di potenziamento della RTN già previsti dal Piano di Sviluppo di Terna [9]: scenario a breve termine (2012), scenario a medio termine (2016) e scenario a lungo termine (2020). Per ogni scenario temporale sono stati simulati 6 casi in modo tale da intrecciare diverse condizioni di fabbisogno (off-peak, intermedio, peak) a diversi fattori di contemporaneità della potenza eolica installata nei diversi orizzonti temporali. Per fattore di contemporaneità ci si è riferiti al rapporto tra la potenza eolica immessa in rete, nel caso specifico in Sicilia, in un certo istante e la potenza eolica installata nell orizzonte temporale considerato. Come si può constatare dalla curva del fattore di contemporaneità per l anno 2010, riportata nella figura 2, il 75% di contemporaneità è L Energia Elettrica 12 settembre-ottobre 2011

c. Interconnessione Sicilia Malta: tale interconnessione, il cui studio è nato in risposta all esigenza di Malta di sopperire all obsoleto parco di produzione, rappresenta allo stesso tempo un importante opportunità per aumentare lo sfruttamento del crescente potenziale rinnovabile dell isola italiana. Visto questo duplice interesse, e dato lo stanziamento di un finanziamento UE, si è ritenuto opportuno inserirla nello studio. Tenuto conto di queste tre variabili, i fabbistato raggiunto e superato solamente 15 h nell arco dell anno 2010, mentre si è avuto un fattore maggiore o uguale al 50% per 623 h. Ciononostante, tali valori sono stati ritenuti due target opportuni volendo mettere in luce tutti i potenziali vincoli legati al massimo sfruttamento del potenziale eolico dell isola, e tenuto conto, inoltre, che la probabilità di raggiungere e superare il valore di potenza prodotta da eolico, corrispondente al 50% e al 75% dell installato ipotizzato in ogni scenario, aumenterà al crescere dell installato. Scenari considerati La scelta di studiare anche lo scenario di carico intermedio è scaturita dall analisi dei fabbisogni stagionali medi dal 2007 al 2010. Come si può vedere dalla figura 3, in primavera e in autunno, stagioni caratterizzate insieme all inverno da una maggiore ventosità, si è presentato in Sicilia, con la massima frequenza, un carico di circa 2.200 MW. Per lo scenario di breve termine si sono quindi considerati, per i diversi casi analizzati, i fabbisogni riportati nella tabella 2. Nello stimare l evoluzione della domanda di energia elettrica in Sicilia nel medio e lungo termine si è considerata l influenza di tre variabili: a. tasso di crescita medio annuo della domanda di energia elettrica stimato, dall Ufficio di Statistica di Terna, con riferimento a uno scenario di sviluppo, pari a +2,1% per il periodo 2010-2016, e di 2,5% per gli anni 2016 2020 [9]; b. riduzione del fabbisogno causata dalla crescita della generazione diffusa (GD), in particolare del fotovoltaico, installata sulle reti MT e BT: tale effetto è stato ovviamente pesato in modo differente in funzione della fascia oraria in cui si registra il fabbisogno considerato (effetto nullo di notte carico off-peak; riduzione del fabbisogno pari al 60% della potenza FV installata nelle ore centrali della giornata carico intermedio; riduzione del fabbisogno pari al 20% dell installato tra il tardo pomeriggio e le prime ore della sera carico peak) (figura 4). Mentre per lo scenario a breve a termine sono stati inseriti nel modello di rete, così come per l eolico, gli impianti FV già autorizzati alla connessione sulla rete AT di Terna, per il medio e lungo termine si è considerato l effetto di riduzione del fabbisogno causato da una potenza installata rispettivamente pari a 500 e 1.000 MW. Figura 3 Fabbisogni stagionali medi anni 2007, 2008, 2009, 2010 (Fonte: Terna). Tabella 2 Stima del fabbisogno in Sicilia per i casi analizzati nel breve termine (2012) FABBISOGNO MW Off-Peak 1.450 Intermedio 2.200 Winter Peak 2.900 Figura 4 Andamento Medio giornaliero stagionale del fabbisogno in Sicilia per le stagioni considerate nello studio (Fonte: Terna). L Energia Elettrica 13 settembre-ottobre 2011

Tabella 3 Stima del fabbisogno in Sicilia per gli scenari di medio e lungo termine FABBISOGNO DATI IN MW 2016 2020 A B C D A B C D Off-Peak 1.581,9 1.581,9 1.681,9 1.650 1 1.789,7 1.789,7 1.989,7 1.950 1 Intermedio 2.400,1 2.100,1 2.200,1 2.200 2.715,5 2.115,5 2.315,5 2.300 Winter Peak 3.163,7 3.063,7 3.163,7 3.150 3.579,5 3.379,5 3.579,5 3.550 1 = arrotondamento per difetto per tenere conto della crescita della GD da fonte non solare A aumento del fabbisogno stimato per lo scenario di breve termine per effetto del tasso di crescita medio annuo considerato B riduzione del fabbisogno per effetto del FV pesato in funzione delle ore in cui si presentano i diversi carichi (0% Off-Peak, 60% Intermedio, 20% Peak) C contributo di Malta a sostegno del carico siciliano (100 MW al 2016, 200 MW al 2020) D Stima fabbisogno Sicilia considerata nello studio sogni considerati sono stati determinati come da tabella 3. Come risulta dal confronto dei fabbisogni negli scenari di breve (tabella 2) e medio/lungo termine (tabella 3) il carico intermedio, per effetto della crescita del fotovoltaico, risulta invariato per l anno 2016 mentre aumenta di soli 100 MW al 2020, pur avendo considerato il tasso di crescita relativo allo scenario di sviluppo e il carico di Malta. Ipotesi di crescita del parco eolico installato Nello stimare la crescita dell eolico installato nei tre orizzonti temporali considerati si è fatto ricorso alle seguenti ipotesi. Per quanto riguarda il breve termine, in aggiunta ai 1.435 MW installati sulla rete siciliana al 31/12/2010, è stato ipotizzato il parallelo anche di tutti i parchi eolici autorizzati, grazie al cui contributo la potenza di unità di produzione (UP) da fonte eolica installati salirebbe a 1.743 MW. Per quanto riguarda i modelli nel medio e lungo termine, una volta stimato l incremento, si è proceduto a distribuirlo per provincia sulla base della suddivisione provinciale dell installato del breve termine e della frazione dell incremento di installato distribuito per ciascuna provincia in funzione delle richieste di connessione. Tale distribuzione è stata preferita, rispetto alla più scontata spalmatura dell incremento sulla base della potenza complessiva di nuove richieste, per limitare il peso nella distribuzione considerata delle richieste di connessione di parchi off-shore di taglia superiore ai 250 MW già pervenute a Terna ma la cui installazione, soprattutto nel medio termine, è ritenuta meno probabile. Si è ipotizzato un installato di 2.494 MW per gli scenari al 2016 e di 3.287 MW per il 2020, distribuiti per provincia come rappresentato nella figura 5. L incremento di ciascuna provincia è stato poi suddiviso su alcuni generatori equivalenti connessi alla rete AT rispettando le soluzioni di connessione proposte da Terna. I calcoli di rete con i programmi di load-flow sono stati condotti mediante il software SPIRA (Sistema Pianificazione calcoli Rete Alta tensione) utilizzato da Terna nell ambito delle attività di pianificazione della rete. Per ognuno dei casi simulati relativi a ciascun orizzonte temporale, effettuato il dispacciamento nel rispetto delle priorità conferite alle fonti rinnovabili, sono stati analizzati i seguenti aspetti: i collegamenti (150 kv, 220 kv, 380 kv) con impegno a rete integra (N) superiore all 80% rispetto alla corrente limite di funzionamento permanente dei conduttori; i collegamenti con impegno in N inferiore all 80%, per cui in caso di contingenza (a collegamenti o trasformatori) si verifica un superamento del 120% della corrente limite di funzionamento permanente; tale limite corrisponde alla corrente che può circolare in maniera continuativa per 20 min, a condizione che nel precedente periodo di 30 min il valore della corrente sia stato inferiore all 80% della corrispondente corrente limite di funzionamento permanente; i trasformatori ATR con un impegno a rete integra superiore all 80%; le contingenze per cui si verificano impegni di ATR superiori al 110%. In tutti i casi analizzati è stata applicata una verifica N-1 estesa a tutte le linee 380 kv, 220 kv e 150 kv, nonché agli ATR, della rete siciliana. Per L Energia Elettrica 14 settembre-ottobre 2011

Figura 5 Ipotesi distribuzione impianti eolici considerati nel medio/lungo termine a livello provinciale. quanto riguarda le doppie terne, è stato anche considerato lo scatto simultaneo di entrambe le linee installate sui medesimi tralicci. Scenari di breve termine Anno 2012 Le analisi di rete degli scenari nel breve termine sono state effettuate sulla ricostruzione della rete siciliana a dicembre 2010. Il limite di export è stato considerato costante pari a 600 MW, ipotizzando che tale valore possa essere mantenuto anche di notte in caso di elevata produzione eolica, asservendo ai Piani di difesa automatici i gruppi di pompaggio di Anapo, qualora fossero in servizio. Tale limite rappresenta l unico vincolo al dispacciamento di energia eolica con cui bisognerà confrontarsi, finché non entrerà in servizio il raddoppio, in doppia terna, del collegamento con la Calabria, qualora condizioni di elevata producibilità eolica coincidessero con bassi fabbisogni. Si è infatti riscontrato come, nel caso in cui la condizione di potenza eolica producibile pari al 75% della potenza installata venga a coincidere con condizioni di carico off-peak, pur facendo aumentare la potenza assorbita dai pompaggi e richiedendo alle UP non abilitate a MSD la massima riduzione che gli è possibile nel rispetto dei limiti tecnici di funzionamento degli impianti, per rispettare il limite di export di 600 MW è necessario ricorrere alla riduzione della potenza eolica prodotta. A tal proposito si ritiene opportuno far presente che la modulazione degli impianti non abilitati a MSD, proprio per via del loro particolare status, può essere richiesta in tempo reale solo su condizione (contingenze, eventi sulla rete). Si precisa inoltre che, sebbene sia prossima la scadenza dei contratti CIP6, essendo tutte le unità non abilitate a MSD siciliane connesse al funzionamento di siti industriali, si è comunque ipotizzato che tali impianti non modificheranno sostanzialmente i propri programmi di produzione. Per evitare tali potenziali tagli, considerato che la probabilità di raggiungere e superare i 1.300 MW di potenza prodotta da eolico in condizioni di basso carico aumenterà al crescere dell installato (e dati i limiti di accumulo dei bacini degli impianti di pompaggio oggi disponibili), potrebbe essere opportuno sviluppare, contestualmente alla crescita dell installato, ulteriori sistemi di accumulo. Dalla soluzione dei calcoli di load-flow non sono risultati, infatti, impegni a rete integra, né di linee né di ATR, superiori all 80% e neppure violazioni in N-1 sia con il 50% che con il 75% di contemporaneità di potenza eolica immessa in rete. Tale risultato, identico nelle diverse condizioni di fabbisogno riassunte nella tabella 2, evidenzia come la rete della Sicilia non presenti debolezze strutturali nell assorbire fino a 1.300 MW di potenza eolica e sottolinea come gli L Energia Elettrica 15 settembre-ottobre 2011

eventuali limiti al dispacciamento di energia eolica saranno strettamente connessi all evoluzione del fabbisogno dell isola. Per quanto riguarda gli scenari con carico intermedio o carico massimo il limite di export non rappresenta una criticità. L elevata produzione eolica in questi casi è un beneficio sotto diversi aspetti. In primo luogo poiché, con un importante contributo di tale sistema di generazione, il rischio di dover ricorrere ai turbogas a ciclo semplice per la copertura delle punte o di dover tenere accese poco efficienti centrali termoelettriche a olio combustibile si riduce notevolmente. In secondo luogo, grazie a una distribuzione piuttosto omogenea degli impianti eolici sulla superficie regionale, si è riscontrato come, già nel breve termine, un elevata generazione eolica possa risolvere criticità che, altrimenti, si presenterebbero sulla rete di trasmissione AT e AAT siciliana con la produzione concentrata nei tre principali poli produttivi dell isola. Infatti, con le principali unità di produzione concentrate nei poli di Priolo, Milazzo e Termini Imerese l anello a 220 kv è, storicamente, sempre stato interessato da flussi di potenza che dai poli produttivi della costa nord-orientale andavano a coprire il fabbisogno del lato sud-occidentale, creando problemi di sovraccarico soprattutto in corrispondenza delle punte estive ed invernali, ma anche di fuori servizio di qualche linea sia sull anello 220 kv sia sulla sottorete 150 kv. L installazione di parchi eolici nel trapanese, palermitano e agrigentino (zone maggiormente vocate in quanto a risorsa eolica) ha già fatto sì che, in presenza di elevata ventosità, e soprattutto in concomitanza con fabbisogni medio - bassi, si sia verificata un inversione dei flussi, da Ovest verso Est, con conseguente risoluzione dei problemi di sovraccarico sull anello 220 kv. Tale benefico per la rete di trasmissione siciliana non deve, comunque, mettere in secondo piano le criticità che la generazione eolica, intermittente e non programmabile, introduce nella gestione in sicurezza del sistema elettrico anche in relazione alla necessità di predisporre margini di riserva (primaria, secondaria e terziaria) incrementati rispetto alla situazione in cui detta generazione non fosse presente, come detto in precedenza. Scenari di medio termine Anno 2016 Per quanto riguarda l orizzonte temporale 2016 il modello è stato costruito, partendo dal modello di rete utilizzato nel breve termine, realizzando gli interventi previsti nel Piano di Sviluppo 2011 la cui entrata in esercizio, quando prevista per l anno 2016, non era vincolata al rispetto di precise scadenze nell ottenimento delle autorizzazioni. Tenuto conto infatti dell incertezza dei tempi di concertazione con gli EE.LL. e successivamente di autorizzazione le date stimate da Terna per il completamento di un opera corrono il rischio, talvolta, di non poter essere rispettate. In particolare sono stati considerati in servizio i seguenti interventi: elettrodotto 380 kv Sorgente Rizziconi e riassetto rete 150 kv; elettrodotto 380 kv Paternò Pantano Piolo e riassetto rete 150 kv nell area di Catania e Siracusa; stazione 380 kv Sorgente (ME); stazione 220/150 kv Corriolo (ME); stazione 220 kv Agrigento collegata in entra-esce ad una delle due terne della linea 220 kv Partanna Favara ; riassetto area metropolitana di Palermo; interventi nell area a nord di Catania; stazione 220/150 kv nell area ad ovest di Ragusa collegata in entra-esce ad una delle due terne della linea 220 kv Melilli Ragusa e a cui sarà raccordato in entra-esce l elettrodotto a 150 kv Rosolini Pachino. Inoltre è stato considerato un carico costante di 100 MW in antenna alla stazione 220 kv di Ragusa in ragione del possibile collegamento sottomarino con l isola di Malta. Alla realizzazione della Sorgente Rizziconi è associato un aumento dei limiti di transito tra le zone di mercato Sicilia Sud di circa 900 MW, che passerà quindi dagli attuali 600 MW a 1.500 MW, e di circa 1.000 MW tra Sud Sicilia, rispetto agli attuali 100 MW [8]. Grazie a questi interventi, il limite di export non costituirà certamente un vincolo e contestualmente si ridurranno significativamente i vincoli di riserva, potendo questa essere approvvigionata in sicurezza N-1 anche dal continente. Con una potenza eolica installata di 2.494 MW e con un fattore di contemporaneità pari al 50%, sia in condizioni di minimo fabbisogno (offpeak) sia di fabbisogno intermedio, non si presentano né impegni, di trasformatori o di linee, superiori all 80% del limite termico dell elemento né violazioni in caso di contingenze. Ciò non costituisce un dato di poco conto soprattutto se si tiene presente che tra i casi analizzati questi hanno la maggior probabilità di accadimento. Nel caso in cui la produzione eolica raggiunga nelle ore notturne, con un parco eolico installato di 2.494 MW, un fattore di contempora- L Energia Elettrica 16 settembre-ottobre 2011

neità pari al 75%, si potrebbero verificare nuove criticità con impegni superiori all 80% su alcune direttrici 150 kv (tabella 4) tra cui in particolare la Regalbuto Contrasto Paternò Barca e la dorsale Troina Bronte Ucria Furnari. In condizioni di sicurezza N-1 si presenterebbe una violazione, rispetto al 120% del limite massimo di portata, della linea Ciminna Vicari S. in caso di scatto della linea Favara Racalmuto. In considerazione delle diverse richieste di connessione di nuovi parchi eolici in questa zona Terna ha previsto che il nuovo elettrodotto 380 kv Chiaramonte Gulfi Ciminna sia valutato in modo tale da raccordarsi ad una nuova stazione 380/150 kv nell area di Caltanissetta. In attesa che venga realizzata quest opera strategica 2 per l intera Regione andrà attentamente valutata la necessità di subordinare la connessione di nuove centrali su queste direttrici al potenziamento degli esistenti elettrodotti a 150 kv. I casi in cui un elevata producibilità eolica coincida con le punte di massimo carico non sono, com era prevedibile, critici dal punto di vista della rete. Sia con il 50% sia con il 75% di contemporaneità di producibilità della potenza eolica installata, con l elevato fabbisogno soddisfatto da un importante contributo dell energia eolica, non si verificano né impegni a rete integra superiori all 80% dell impegno massimo né violazioni in caso di contingenze, ossia di sicurezza N-1, rispetto al limite del 120% della corrente massima. I risultati fin qui esposti costringono il gestore di rete a studiare una molteplicità di scenari nell attività di pianificazione delle nuove esigenze della rete di trasmissione: da una parte prevedendo gli interventi necessari a garantire il massimo sfruttamento del potenziale eolico dell isola, dall altra prevedendo gli interventi necessari a garantire il soddisfacimento del fabbisogno, in condizioni di sicurezza ed economicità, anche considerando una produzione nulla di energia da fonte rinnovabile non programmabile. Scenari di lungo termine Anno 2020 Per l orizzonte temporale di lungo termine il modello di rete è stato costruito, sulla base del modello 2016, realizzando tutti gli interventi di sviluppo previsti da Terna [9]: elettrodotto 380 kv Chiaramonte Gulfi Caltanissetta - Ciminna ; elettrodotto 380 kv Sorgente Ciminna ; elettrodotto 380 kv Partanna Ciminna ; elettrodotto 220 kv Partinico Fulgatore. Inoltre, alla luce dell accordo siglato a Tunisi il 7 agosto 2008 tra il Ministro dello Sviluppo Economico italiano e dal Ministro dell Industria e dell Energia tunisino in merito alla realizzazione in Tunisia di una centrale elettrica da 1.200 MW, di cui 400 MW destinati al fabbisogno locale e 800 MW all esportazione, Terna ha iniziato a prevedere i lavori necessari presso la SE 220 kv di Partanna per la connessione del cavo in corrente continua Tabella 4 Analisi linee con impegno > 80% a rete integra per caso 2016, Off-Peak con 75% fattore di contemporaneità di eolico ELETTRODOTTO % EFFECTIVE MAX POWER LOSS [MW-MVAR] CURRENT VIOLATION 150 kv Cicil Power Barca 82,38 0,31 No 150 kv Cerami Capizzi Troina CP 82,75 0,61 No 150 kv Contesse Sorgente 96,08 2,23 No 150 kv S. Cosimo Contesse 89,47 0,05 No 150 kv Contrasto Paternò C.LE 80,73 0,54 No 150 kv San Pietro Patti Furnari 83,80 0,71 No 150 kv Paternò C.LE Sicil Power 82,26 0,31 No 150 kv Troina C.LE Troina CP 80,04 0,23 No 2 Prevista nel PdS 2011 per il 2016. Tale data tiene conto della sottoscrizione dell accordo con gli Enti Locali della fascia di fattibilità dell elettrodotto, del conseguente avvio dell iter autorizzativo entro il 2011 e dell ottenimento delle autorizzazioni entro 18 mesi [9]. L Energia Elettrica 17 settembre-ottobre 2011

proveniente dalla Tunisia [9]. Tale interconnessione è stata simulata attraverso un nuovo nodo 380 kv, presso la nuova sezione 380 kv di Partanna (figura 6), a cui si è attribuito un carico negativo, corrispondente quindi a una generazione. Negli orizzonti temporali di lungo termine (2020), nel caso in cui venissero confermate tutte le ipotesi adottate in questo studio, il limite di export potrebbe tornare a costituire un vincolo al dispacciamento di energia eolica. Il limite di export di 1.500 MW verrebbe raggiunto, con un fattore di contemporaneità di eolico pari al 50% dei 3.287 MW installati considerati, sia nei casi di minimo fabbisogno (off-peak) sia nei casi di fabbisogno intermedio (figure 7 e 8). Infatti, come si è già messo in luce, il carico intermedio potrebbe rimanere pressoché costante nel medio lungo termine per via della crescita del fotovoltaico in particolare sulle reti di media e bassa tensione (tale effetto è stato decurtato dalla colonna del Carico nella figura 8, come calcolato nella tabella 3; i 38 MW di FV Figura 6 Principali interventi di sviluppo della rete elettrica in Sicilia (Fonte: Terna). Figura 7 Bilancio energetico - caso 2020, Off-Peak con fattore di contemporaneità di eolico pari al 50%. L Energia Elettrica 18 settembre-ottobre 2011

nella colonna di Produzione sono relativi unicamente agli impianti che hanno già ottenuto l autorizzazione alla connessione su rete AT). Di conseguenza in tutti quei casi in cui le condizioni di ventosità fossero tali da permettere di superare il fattore di contemporaneità del 50% potrebbero rendersi necessarie limitazioni alla produzione eolica per non superare il limite di export, a meno ché non siano possibili un ulteriore riduzione dei minimi tecnici delle UP non abilitate a MSD in servizio, un ulteriore aumento del limite di scambio con la Calabria o una riduzione dell import dalla Tunisia. È interessante notare come il taglio, messo in atto riducendo uniformemente la generazione delle UP eoliche in servizio partendo dal 75% della loro potenza nominale, sia risultato superiore nel caso con fabbisogno intermedio rispetto al caso con carico off-peak. Ciò è dovuto all effetto di riduzione del fabbisogno causato dal fotovoltaico (effetto massimo nelle ore in cui si registra il fabbisogno intermedio); inoltre non si è fatto ricorso all attivazione degli impianti di pompaggio. Infatti, si è ipotizzato (in maniera conservativa, date le finalità dello studio) che tali impianti siano gestiti in una logica di libero mercato, ovvero con l obiettivo del produttore di massimizzazione del profitto (produrre nelle ore con prezzo zonale massimo; pompare nelle ore con prezzo zonale minimo; ottimizzare gli assetti di esercizio delle centrali termoelettriche). Al di là di questi potenziali limiti nell export, strettamente legati all evoluzione del parco di generazione e del fabbisogno nel corso del prossimo decennio, in tutti i casi simulati nel lungo termine (i tre scenari di fabbisogno, ognuno con il 50% e il 75% di contemporaneità di eolico), con 3.287 MW di impianti eolici installati, non si sono riscontrati né impegni critici a rete integra né violazioni in N-1. Gli interventi di rinforzo del sistema elettrico siciliano pianificati da Terna sembrano dunque adeguati a permettere quasi di raddoppiare la potenza eolica installata e autorizzata in Sicilia. Analisi di sensitivity Considerata l incertezza nella previsione dell evoluzione del fabbisogno e della crescita delle FRNP negli scenari di lungo termine si è provveduto ad effettuare delle analisi di sensitivity che mettessero in relazione il potenziale taglio dell eolico con diversi tassi di crescita delle variabili considerate. Nella figura 9 è stato messo in relazione il potenziale taglio di eolico, per il rispetto del limiti di 1.500 MW di export, con il tasso di crescita medio annuo della domanda di energia elettrica. Il tasso di crescita considerato inizialmente in questo studio, pari al 2,3%, corrisponde allo scenario di sviluppo stimato da Terna [10]. In considerazione del forte orientamento all efficienza energetica, in Europa e nel Paese, tale tasso di crescita potrebbe portare a sovrastimare il fabbisogno negli scenari di medio lungo termine. Terna, a fianco di questo scenario, ne ha definito uno base in cui viene ipotizzato, invece, un tasso medio del +1,3% per anno (ipotesi inferiore). Come si può vedere dalla figura 9, questa differenza ha un notevole impatto sul potenziale taglio di potenza eolica. Nello scenario base, a parità di tutte le altre condizioni, si renderebbero necessarie importanti limitazioni alla potenza eolica producibile già nei casi con il 50% di fattore di contemporaneità. Figura 8 Bilancio energetico - caso 2020, carico Intermedio con fattore di contemporaneità di eolico pari al 50%. L Energia Elettrica 19 settembre-ottobre 2011

Figura 9 Potenza eolica decurtata per rispetto limite di export nei casi di lungo termine, carico Off-Peak e Intermedio, in funzione del tasso di crescita medio annuo del fabbisogno. Conclusioni Dalle analisi statiche svolte appare evidente come il sistema elettrico della Sicilia, profondamente rinnovato dagli interventi pianificati da Terna, possa supportare un ulteriore significativa crescita della potenza eolica installata. Si è inoltre sinteticamente messo in evidenza come l uniforme distribuzione dei parchi eolici fino ad oggi installati sul territorio regionale abbia creato degli scenari totalmente nuovi di distribuzione dei flussi di potenza nell isola. Con le principali unità di produzione concentrate nei poli di Priolo, Milazzo e Termini Imerese l anello a 220 kv è, storicamente, sempre stato interessato da flussi di potenza che dai poli produttivi della costa nord-orientale andavano a coprire il fabbisogno del lato sudo-ccidentale, creando problemi di sovraccarico soprattutto in corrispondenza delle punte estive ed invernali, ma anche di fuori servizio di qualche linea sia sull anello 220 kv sia sulla sottorete 150 kv. L installazione di parchi eolici nel trapanese, palermitano e agrigentino (zone maggiormente vocate in quanto a risorsa eolica) ha già fatto sì che, in presenza di elevata ventosità, e soprattutto in concomitanza con fabbisogni medio - bassi, si sia verificata un inversione dei flussi, da Ovest verso Est, con conseguente risoluzione dei problemi di sovraccarico sull anello 220 kv. Nel cercare di prevedere l impatto che una significativa crescita di potenza FV installata nella regione potrebbe avere sulla curva di carico giornaliera regionale è emerso come, nel caso di limitata crescita del fabbisogno, si possano presentare nel lungo termine alcune criticità legate proprio alla non programmabilità della generazione fotovoltaica. Un importante crescita del FV potrebbe portare a una situazione in cui nelle ore centrali della giornata il carico non sia tanto superiore a quello notturno; ciò avrebbe come conseguenza, estendendosi le ore di basso carico, l aumento di probabilità di coincidenza tra casi con elevata producibilità eolica e casi di basso carico. La crescita di FRNP nei prossimi anni e l evoluzione dei fabbisogni regionali saranno elementi da valutare attentamente nell ottica di studiare se e quali ulteriori interventi di sviluppo (rinforzi di rete o sistemi di accumulo) sarà necessario sviluppare, contestualmente a una gestione sempre più smart della rete, per rispondere a tale crescita e per sfruttare efficacemente l importante contributo che la Sicilia potrebbe dare per conseguire gli obiettivi 20-20-20. bibliografia [1] Terna Rete Elettrica Nazionale SpA: Dati statistici sull energia elettrica in Italia. Anno 2010, http://www.terna.it/ [2] Gasparotto F., Gnudi R.: Connessione delle centrali eoliche alla rete rilevante. L Energia Elettrica, Vol. 86, n. 6, novembre/dicembre 2009, p. 19-27. [3] Carlini E.M., Rebolini M., Guarnieri A., Vergine C.: Lo sviluppo della Rete di Trasmissione Nazionale e il processo autorizzativo. L Energia Elettrica, Vol. 88, n. 1, gennaio/febbraio 2011, p. 53-62. [4] Terna Rete Elettrica Nazionale SpA: Codice di Rete. Capitolo 4 Regole per il dispacciamento. http://www.terna.it [5] Black M., Strbac G.: Value of bulk energy storage for managing wind power fluctuations. IEEE Transactions on energy conversion, Vol. 22, n.1, March 2007. [6] Autorità per l energia elettrica e il gas, Deliberazione 29 dicembre 2009 - ARG/elt 213/09: Modifiche della deliberazione dell Autorità per l energia elettrica e il gas 29 dicembre 2007, n. 351/07 per la definizione di meccanismi di premi e penalità ad incentivazione della società Terna SpA nell approvvigionamento delle risorse per il servizio di dispacciamento dell energia elettrica per il triennio 2010-2012. Milano, dicembre 2009 [7] Autorità per l energia elettrica e il gas, Deliberazione 25 gennaio 2010 ARG/elt 5/10: Condizioni per il dispacciamento dell energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili non programmabili. Milano, gennaio 2010 [8] Ciaccia G., Galliani A.: Novità nel dispacciamento dell energia elettrica da fonti non programmabili: la delibera ARG/elt 5/10. L Energia Elettrica, Vol. 87, n. 2, marzo - aprile 2010, p. 65-70. [9] Terna Rete Elettrica Nazionale SpA: Piano di Sviluppo 2011. http://www.terna.it/ [10] Terna Rete Elettrica Nazionale SpA: Previsioni della domanda elettrica in Italia e del fabbisogno di potenza necessario anni 2010 2020. http://www.terna.it/ L Energia Elettrica 20 settembre-ottobre 2011